Оценка перспектив ввода в разработку пласта АВ₁¹⁻² на основе уточненной петрофизической модели
Агишев Э.Р., Жданов Л.М., Рамаданов А.В., Рамаданова Д.А., Воронина А.Н., Карарова А.З.
ООО «РН-БашНИПИнефть»
В статье авторами уточняется петрофизическая модель песчано-алеврито-глинистых пород горизонта АВ₁¹⁻² с «рябчиковой» текстурой, ранее рассматриваемого только совместно с объектами, сложенными мощными монолитными песчаниками. Работа основана на анализе данных каротажа и отбора керна в интервалах слабопроницаемых сильнозаглинизированных коллекторов. Проведенные исследования актуализировали текущее представление о петрофизических параметрах пласта и повысили технико-экономический потенциал вовлечения его в разработку.
Уточнение петрофизической модели пород
горизонта АВ₁¹⁻²
горизонта АВ₁¹⁻²
Коллекторы пластов типа «рябчик» со слоистой глинистостью и высокой геологической неоднородностью обладают пониженным удельным электрическим сопротивлением. Это приводит к тому, что нефтенасыщенные коллекторы в разрезе перестают отличаться от вмещающих глин
или от водонасыщенных коллекторов [2]. Но даже при высокой слоистой глинистости выделенной пачки возможно получение промышленных притоков нефти и газа. Это одна из характерных особенностей пластов типа «рябчик». Поэтому необходимо уделить особое внимание выделению коллекторов и определению эффективных толщин в заглинизированных коллекторах пласта АВ₁¹⁻².
Определение петрофизических зависимостей при подсчете запасов для залежей в пласте АВ₁¹⁻² проводилось совместно для всей группы пластов АВ. Однако анализ данных отбора керна показал, что определение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) проводилось на образцах, отобранных преимущественно из пропластков однородных алевритовых песчаников. Из таблицы 1, в которой приведены результаты статистической обработки данных основных ФЕС: коэффициентов пористости Кп; проницаемости Кпр; остаточной водонасыщенности Кво, — видно, что средневзвешенные значения свойств в коллекторах практически не отличаются от общей выборки. Значит, исследовалась лучшая часть коллектора пласта АВ₁¹⁻² «рябчик».
или от водонасыщенных коллекторов [2]. Но даже при высокой слоистой глинистости выделенной пачки возможно получение промышленных притоков нефти и газа. Это одна из характерных особенностей пластов типа «рябчик». Поэтому необходимо уделить особое внимание выделению коллекторов и определению эффективных толщин в заглинизированных коллекторах пласта АВ₁¹⁻².
Определение петрофизических зависимостей при подсчете запасов для залежей в пласте АВ₁¹⁻² проводилось совместно для всей группы пластов АВ. Однако анализ данных отбора керна показал, что определение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) проводилось на образцах, отобранных преимущественно из пропластков однородных алевритовых песчаников. Из таблицы 1, в которой приведены результаты статистической обработки данных основных ФЕС: коэффициентов пористости Кп; проницаемости Кпр; остаточной водонасыщенности Кво, — видно, что средневзвешенные значения свойств в коллекторах практически не отличаются от общей выборки. Значит, исследовалась лучшая часть коллектора пласта АВ₁¹⁻² «рябчик».
Табл. 1. Распределение основных ФЕС
по керну отложений пласта АВ₁¹⁻²
типа «рябчик»
по керну отложений пласта АВ₁¹⁻²
типа «рябчик»
Петрофизическая модель, принятая для обоснования подсчетных параметров при вычислении начальных геологических запасов в пластах группы АВ, не дает действительную характеристику высоко расчлененных слабопроницаемых сильно заглинизированных пропластков, которыми сложены коллекторы типа «рябчик». В связи с этим специалистами проектного института была пересмотрена петрофизическая модель горизонта АВ₁¹⁻² на основе кривых радиоактивного каротажа и расширенных керновых исследований, проведенных по всему разрезу, с привлечением данных соседнего месторождения-аналога со схожими данными ФЕС и условиями осадконакопления.
По данным стандартных исследований керна была построена зависимость Кпр от Кп с выделением литотипов пласта АВ₁¹⁻² (рис. 1). Данные исследования керна были разделены на кластеры по литотипам пород: аргиллиты, алевролиты, переслаивание песчаника и аргиллита, песчаник.
По данным стандартных исследований керна была построена зависимость Кпр от Кп с выделением литотипов пласта АВ₁¹⁻² (рис. 1). Данные исследования керна были разделены на кластеры по литотипам пород: аргиллиты, алевролиты, переслаивание песчаника и аргиллита, песчаник.
Рис. 1. Зависимость Кпр от Кп с выделением литотипов пласта АВ₁¹⁻²
Анализ образцов керна показал, что разброс в непродуктивной части разреза (кластер 1) обусловлен плотными образцами песчаников и алевролитов с карбонатным цементом, которые надежно выявляются по кривым ГИС и являются неколлекторами. После исключения данных образцов из выборки корреляция стала существенно выше. Как видно из диаграммы (рис. 1), кластеры литотипов перекрываются и группируются в единый тренд. Исходя из этого, петрофизические зависимости рассчитаны по общей выборке и применимы для всех литотипов.
Сравнение основных петрофизических зависимостей пласта АВ₁¹⁻², построенных с использованием новых данных керновых исследований, с принятыми при подсчете запасов для пластов группы АВ, показало, что зависимости между коэффициентами пористости Кп, проницаемости Кпр, остаточной водонасыщенности Кво, объемной плотности δп отличаются. Обновленные петрофизические зависимости пласта АВ₁¹⁻² и принятые при подсчете запасов в 2005 г. с граничными значениями представлены в таблице 2 и на рисунке 2.
Сравнение основных петрофизических зависимостей пласта АВ₁¹⁻², построенных с использованием новых данных керновых исследований, с принятыми при подсчете запасов для пластов группы АВ, показало, что зависимости между коэффициентами пористости Кп, проницаемости Кпр, остаточной водонасыщенности Кво, объемной плотности δп отличаются. Обновленные петрофизические зависимости пласта АВ₁¹⁻² и принятые при подсчете запасов в 2005 г. с граничными значениями представлены в таблице 2 и на рисунке 2.
Табл. 2. Сравнение граничных
и средних
значений основных петрофизических параметров пласта АВ₁¹⁻² в моделях 2005 и 2017 гг.
и средних
значений основных петрофизических параметров пласта АВ₁¹⁻² в моделях 2005 и 2017 гг.
Рис. 2. Сравнение основных петрофизических зависимостей пласта АВ₁¹⁻²
с принятыми при подсчете запасов для пластов группы АВ:
а — проницаемости Кпр от пористости Кп;
б — остаточной водонасыщенности Кво от пористости Кп;
в — проницаемости Кпр от остаточной водонасыщенности Кво; г — объемной плотности δп пород от пористости Кп
с принятыми при подсчете запасов для пластов группы АВ:
а — проницаемости Кпр от пористости Кп;
б — остаточной водонасыщенности Кво от пористости Кп;
в — проницаемости Кпр от остаточной водонасыщенности Кво; г — объемной плотности δп пород от пористости Кп
Основными методами для оценки пористости по комплексу ГИС являются: акустический каротаж (АК), гамма-гамма-плотностной каротаж (ГГКП), нейтронный каротаж (НК). При невозможности использования данных методов в первую очередь из-за плохой эталонировки и малого количества записей на месторождении используют метод потенциалов собственной поляризации (ПС) или метод естественной радиоактивности – гамма-каротаж (ГК) [3] лабораторных исследований керна получена корреляционная связь, представленная на рисунке 3.
Рис. 3. Зависимость коэффициента пористости от двойного разностного параметра ∆Iγ для горизонта АВ₁¹⁻²
В условиях слоисто-неоднородного разреза пласта АВ₁¹⁻² низкая информативность метода ПС
не позволяет достоверно оценить содержание коллекторов в разрезе, поэтому выделение коллекторов проведено на основе двойного разностного параметра ГК (ΔIγ), более чувствительного к тонкому переслаиванию:
не позволяет достоверно оценить содержание коллекторов в разрезе, поэтому выделение коллекторов проведено на основе двойного разностного параметра ГК (ΔIγ), более чувствительного к тонкому переслаиванию:
Преобладание в составе алевритовых песчанников кварцевых компонентов (порядка 70 %), которыми сложены породы-коллектора пласта АВ₁¹⁻², позволяет использовать данный метод, не опасаясь влияния глинистой составляющей. В качестве опорного пласта с максимальным значением Iγmax = 5,3–6,35 МкР/ч выбрана глинистая кошайская пачка (КШ) глин.
В качестве опорного пласта, характеризующегося минимальными значениями Iγmin, выбран
пласт АВ2 с максимальными значениями ФЕС в пределах пластов группы АВ.
В качестве опорного пласта, характеризующегося минимальными значениями Iγmin, выбран
пласт АВ2 с максимальными значениями ФЕС в пределах пластов группы АВ.
Граничное значение коллектор-неколлектор (ΔIγгр) для пласта АВ₁¹⁻² было установлено способом построения интегральных распределений [5] для коллекторов и неколлекторов имеющегося массива керновой информации. Статистической границе коллекторов пласта отвечает значение ΔIγгр = 0,59 (рис. 4).
Рис. 4. Обоснование граничного значения ΔIγ для пласта АВ₁¹⁻²
Для исключения из эффективной части разреза плотных малопористых интервалов использовалось нормализованное водородосодержание (WNKст), рассчитанное на основе кривых стационарного НК.
Коэффициент нефтенасыщенности коллекторов определялся по стандартной методике с использованием параметра пористости Рп и параметра насыщения Рн. Зависимости Арчи-Дахнова Рп = ƒ(КП) и Рн = ƒ(КВ) были получены экспериментально на коллекциях образцов пород горизонта АВ₁¹⁻² (рис. 5) [4]. Снижение электрического сопротивления в нефтеносных песчаниках в пласте АВ₁¹⁻², вероятнее всего, связано с большим количеством рыхлосвязанной воды в поровом пространстве сильно глинистых коллекторов АВ₁¹⁻².
Коэффициент нефтенасыщенности коллекторов определялся по стандартной методике с использованием параметра пористости Рп и параметра насыщения Рн. Зависимости Арчи-Дахнова Рп = ƒ(КП) и Рн = ƒ(КВ) были получены экспериментально на коллекциях образцов пород горизонта АВ₁¹⁻² (рис. 5) [4]. Снижение электрического сопротивления в нефтеносных песчаниках в пласте АВ₁¹⁻², вероятнее всего, связано с большим количеством рыхлосвязанной воды в поровом пространстве сильно глинистых коллекторов АВ₁¹⁻².
Рис. 5. Зависимости определения параметра пористости
и параметра насыщенности для пластов АВ₁¹⁻²
и параметра насыщенности для пластов АВ₁¹⁻²
Удельное сопротивление пластовой воды ρв определено по минерализации законтурной воды
и средней температуре пласта с учетом данных по соседним месторождениям. Минерализация
вод оценивалась по данным лабораторных анализов проб воды, отобранных при испытании водонасыщенных интервалов; температура на глубине залегания пластов замерялась при опробовании объектов. Принятые в работе петрофизические зависимости представлены
в таблице 3.
Уточнение петрофизической модели пласта АВ₁¹⁻² привело к существенному увеличению мощности коллекторов (рис. 6).
и средней температуре пласта с учетом данных по соседним месторождениям. Минерализация
вод оценивалась по данным лабораторных анализов проб воды, отобранных при испытании водонасыщенных интервалов; температура на глубине залегания пластов замерялась при опробовании объектов. Принятые в работе петрофизические зависимости представлены
в таблице 3.
Уточнение петрофизической модели пласта АВ₁¹⁻² привело к существенному увеличению мощности коллекторов (рис. 6).
Рис. 6. Пример изменения эффективных толщин коллекторов по скважинам региона исследования:
а — согласно петрофизическим зависимостям подсчета запасов 2005 г.;
б — согласно новой петрофизической модели 2017 г.
а — согласно петрофизическим зависимостям подсчета запасов 2005 г.;
б — согласно новой петрофизической модели 2017 г.
Рис. 7. Факторный анализ подсчета запасов
Рис. 8. Фрагмент карты эффективных нефтенасыщенных толщин пласта АВ₁¹⁻²: а — принятая в подсчете запасов 2005 г. и построенная по общим петрофизическим зависимостям пластов группы АВ; б — построенная на основании выделения коллекторов по новым петрофизическим зависимостям пласта АВ₁¹⁻²
ИТОГИ
С использованием новой информации, полученной при отборе керна из глинизированной части разреза, и с учетом отказа от использования данных пластов АВ₂₋₈ построены собственные петрофизические зависимости. Новая петрофизическая модель позволила провести переоценку запасов нефти пласта АВ₁¹⁻² в большую сторону [1].
В целом по группе месторождений расхождение подсчетных параметров пласта АВ₁¹⁻², принятых при вычислении запасов и полученных в результате исследования приведено на рисунке 7.
Увеличение эффективных толщин на 30 % связано с применением петрофизических зависимостей, полученных исключительно на керновом материале пласта АВ₁¹⁻². Это позволило выделить прослои, которые ранее по объединенным для всех пластов группы АВ граничным значениям были отнесены к неколлектору.
Этим же обусловлен и прирост площади нефтеносности на 32 % — в скважинах, к которым ранее были приурочены зоны замещения коллектора, нехарактерные для данного типа осадконакопления. Использование новой методики обработки ГИС позволило выделить эффективные толщины. Карты эффективных нефтенасыщенных толщин по одному из рассматриваемых ЛУ, принятых при ПЗ и полученных в результате исследования, представлены
на рисунке 8.
Пористость, в среднем по пласту, снизилась на 1 % за счет впервые выделенных эффективных толщин с низкими ФЕС, которые ранее были отнесены к неколлектору.
Снижение средневзвешенной нефтенасыщенности связано с ухудшением ФЕС, относительно утвержденных ранее значений, ростом глинистости и, как следствие, увеличением остаточной водонасыщенности.
В целом по группе месторождений расхождение подсчетных параметров пласта АВ₁¹⁻², принятых при вычислении запасов и полученных в результате исследования приведено на рисунке 7.
Увеличение эффективных толщин на 30 % связано с применением петрофизических зависимостей, полученных исключительно на керновом материале пласта АВ₁¹⁻². Это позволило выделить прослои, которые ранее по объединенным для всех пластов группы АВ граничным значениям были отнесены к неколлектору.
Этим же обусловлен и прирост площади нефтеносности на 32 % — в скважинах, к которым ранее были приурочены зоны замещения коллектора, нехарактерные для данного типа осадконакопления. Использование новой методики обработки ГИС позволило выделить эффективные толщины. Карты эффективных нефтенасыщенных толщин по одному из рассматриваемых ЛУ, принятых при ПЗ и полученных в результате исследования, представлены
на рисунке 8.
Пористость, в среднем по пласту, снизилась на 1 % за счет впервые выделенных эффективных толщин с низкими ФЕС, которые ранее были отнесены к неколлектору.
Снижение средневзвешенной нефтенасыщенности связано с ухудшением ФЕС, относительно утвержденных ранее значений, ростом глинистости и, как следствие, увеличением остаточной водонасыщенности.
ВЫВОДЫ
Построение обобщенных петрофизических зависимостей для пластов различного генезиса на основе керна, отобранного из наиболее перспективных интервалов, ведет к завышению граничных значений и тем самым обуславливает занижение оценки запасов. Так, на рассматриваемой группе месторождений суммарные геологические запасы увеличились более чем
на 50 %. Исследование показало, что метод ГК является оптимальным для оценки ФЕС слоистых глинистых коллекторов с точки зрения как объема проведенных исследований, так и достоверности результатов. Обоснование статуса ТРИЗ в 2017 г. на одном из месторождений исследования и получение соответствующей льготы сделало рассматриваемый объект перспективным для бурения новых скважин.
на 50 %. Исследование показало, что метод ГК является оптимальным для оценки ФЕС слоистых глинистых коллекторов с точки зрения как объема проведенных исследований, так и достоверности результатов. Обоснование статуса ТРИЗ в 2017 г. на одном из месторождений исследования и получение соответствующей льготы сделало рассматриваемый объект перспективным для бурения новых скважин.
ЛИТЕРАТУРА
1. Агишев Э.Р., Андреев В.Е., Мухаметшин В.В., Кулешова Л.С., Якупов Р.Ф. Оценка потенциала прироста запасов нефти тонкослоистых коллекторов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2021. № 7. С. 44–48.
2. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств
и нефтегазонасыщения горных пород. М.: Недра, 1975. 344 c.
3. Дьяконова Т.Ф., Исакова Т.Г. Анализ петрофизической и геофизической исходной информации и результатов определения подсчетных параметров Нэф, Кп, Кн при подсчетах и пересчетах запасов нефтегазовых месторождений. М. 2015.
4. Петерсилье В.И., Проскунова В.И., Яценко Г.Г. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Москва–Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003. 258 с.
5. Романов Е.А. Геолого-физические особенности глинистых низкопроницаемых коллекторов алымской свиты Нижневартовского свода и их учет при подсчете запасов нефти. Тюмень: СибНИИНП, 1985. 199 с.
2. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств
и нефтегазонасыщения горных пород. М.: Недра, 1975. 344 c.
3. Дьяконова Т.Ф., Исакова Т.Г. Анализ петрофизической и геофизической исходной информации и результатов определения подсчетных параметров Нэф, Кп, Кн при подсчетах и пересчетах запасов нефтегазовых месторождений. М. 2015.
4. Петерсилье В.И., Проскунова В.И., Яценко Г.Г. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Москва–Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003. 258 с.
5. Романов Е.А. Геолого-физические особенности глинистых низкопроницаемых коллекторов алымской свиты Нижневартовского свода и их учет при подсчете запасов нефти. Тюмень: СибНИИНП, 1985. 199 с.
Агишев Э.Р., Жданов Л.М.,
Рамаданов А.В., Рамаданова Д.А.,
Воронина А.Н., Карарова А.З.
ООО «РН-БашНИПИнефть»
ramadanovav@bnipi.rosneft.ru
Рамаданов А.В., Рамаданова Д.А.,
Воронина А.Н., Карарова А.З.
ООО «РН-БашНИПИнефть»
ramadanovav@bnipi.rosneft.ru
Материалы и методы
Ключевые слова
Для цитирования
Поступила в редакцию
УДК и DOI
Данные исследований кернового материала и геофизических исследований скважин (ГИС). Статистическая обработка данных керна и ГИС, построение зависимостей керн-ГИС,
геологическое моделирование.
геологическое моделирование.
сложнопостроенный низкопроницаемый коллектор, петрофизическая модель, начальные геологические запасы
Агишев Э.Р., Жданов Л.М., Рамаданов А.В., Рамаданова Д.А., Воронина А.Н., Карарова А.З. Оценка перспектив ввода в разработку пласта АВ₁¹⁻² на основе уточненной петрофизической модели // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 3. С. 29–33. DOI: 10.24412/2076-6785-2022-3-29-33
04.04.2022
УДК 550.8.053
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-3-29-33
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-3-29-33
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88